引用：朱寰,徐健翔,劉國靜等.英國儲能相關政策機制與商業模式及對我國的啟示[J].儲能科學與技術,2022,11(01):370-378.

DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2021.0290

摘 要 儲能的崛起與發展離不開政策的鼓勵與機制的支持。英國具備成熟的自由電力市場，為儲能構建商業模式提供了基礎和條件，同時近年來英國針對制約儲能發展的政策與市場規則進行修改，為其規模化應用及參與電力市場逐步掃清了障礙，值得我國借鑒。本文首先梳理了英國儲能發展的狀況，從市場發展重點、參與者類型、項目規模等方面分析了英國儲能的態勢；另外，從資金支持和制度改革兩大方面，詳細分析了英國在技術創新、規劃審批制度、儲能資產屬性定義、共享站址規則、輔助服務市場、容量市場、平衡機制等方面的政策激勵和規則修改情況。基于政策和市場規則的調整，本文梳理了英國儲能項目收益來源及商業模式。最后，總結英國經驗對我國的啟示。

關鍵詞 儲能；政策；電力市場；商業模式

根據《2008年氣候變化法案》，英國承諾到2050年將溫室氣體排放量減少到1990年的20%，這是全球首個針對長期氣候政策的立法。2019年6月，英國政府進一步修訂該法案，將2050年溫室氣體排放目標修改為“凈零排放”。根據氣候變化委員會預計，此目標下，2050年可再生能源將為英國提供超過一半的電力供應。為了實現碳減排承諾，英國需要在2025年甚至更早時間逐步淘汰煤電機組，并接入大量可再生能源。基于此，英國需要更大力度地發展儲能、電網基礎設施和其他靈活性資源。根據電力系統運營商National Grid ESO發布的“Future Energy Scenarios”報告，4種脫碳場景中，英國均需要更多的電力儲能系統和更長時的儲能系統以實現凈零目標。其中，在最理想場景——“引領之路(leading the way)”場景下，英國可提前兩年，即2048年實現凈零目標，到2050年累計投運儲能規模需達到40 GW；最保守場景下，到2050年累計投運儲能規模需達到20 GW。此外，英國政府還從零碳路徑頂層設計角度出發，發布了“The Energy White Paper——Powering our Net Zero Future”報告，該報告在可再生能源、電網、用戶等不同的部分均多次提及儲能，由此看出英國對于發展儲能的迫切需求。

2015年以前，由于英國的儲能政策與監管環境較差，大規模儲能應用存在重重障礙。此后，鑒于英國電力系統對于部署儲能的迫切需求，英國國家能源監管機構Ofgem和英國商業能源與產業戰略部BEIS形成合力，開始通過制度改革推進儲能商業化，并推動英國儲能市場的快速發展。本文將在展示英國儲能發展現狀的基礎上，總結英國儲能相關政策與制度改革，并基于英國電力市場環境分析儲能商業模式，最后提煉出可被我國借鑒的儲能發展經驗。

1 英國儲能市場發展現狀

英國儲能市場起步于2014年，在一系列促動因素下，不同時期英國儲能市場發展的重點、參與者類型、項目規模等均存在差異。

從應用重點來看，2012—2016年間的儲能項目主要是“技術驗證”類配網側儲能項目，英國低碳網絡基金(LCNF)對這些項目進行資助，用于推動配網實現低碳、低成本擴容，同時實現配網智能化。2015年底，英國國家電網啟動“增強型調頻服務招標采購計劃”，采購能夠在1 s或更短時間里對頻率偏差實現100%有功功率輸出的調頻服務。此項采購的中標技術全部為儲能，共帶來201 MW項目裝機。2017年，越來越多的儲能項目開發商將目標市場轉向調頻輔助服務市場。同時，可再生能源與儲能共享站址類的儲能項目持續增多，用于可再生能源電量時移以及能量市場套利。另外，National Grid ESO為分布式發電資源開放平衡市場，為大量分布式儲能項目帶來新的收益渠道，催生了更為復雜的商業模式。2020年，更多利好政策出臺，為英國儲能市場注入活力。截至2020年底，英國儲能項目(非抽蓄)裝機達到1.2 GW，規劃在建裝機容量已經超過14.5 GW。

從項目單體規模和技術路線來看，早期單個儲能項目容量在0.005～10 MW，主要采用鋰離子電池儲能技術。此后，在輔助服務市場需求的拉動下，儲能項目單體規模增大，但由于50 MW及以上規模的儲能項目規劃審批程序復雜，因此截至目前，英國已投運的大部分項目規模在49.9 MW及以下。2020年，單個儲能項目容量上限取消后，大型儲能項目規劃增多，如InterGen公司計劃在埃塞克斯泰晤士河口建設320 MW/640 MW·h鋰離子電池儲能系統，瓦錫蘭集團與英國能源開發商Pivot Power公司計劃聯合部署兩個總裝機容量為100 MW電池儲能系統。

從市場參與者來看，早期配網側儲能示范項目的主導方主要是配電網絡運營商(distribution network operators，DNOs)，包括UK Power Networks公司和Northern Powergrid公司。但由于儲能在英國被歸屬于發電資產，而配網運營商不能擁有發電許可證，這使得配網運營商不能擁有和運營規模在10 MW以上的電池儲能資產，因此，之后可再生能源開發商逐漸占據主導地位。RES、EDF等歐洲大型可再生能源開發商均在儲能市場中發揮著重要作用。其中，EDF收購了英國擁有最多儲能資產公司之一的Pivot Power公司，不僅為其到2035年新增10 GW電池儲能打下基礎，還鞏固了其在歐洲儲能市場的領導地位。50 MW規模限制取消后，可再生能源開發商是規劃和部署更大規模儲能項目的主力軍。此外，負荷聚合商通過聚合分布式儲能資源參與輔助服務市場、平衡機制以及容量市場，也逐漸在儲能市場中嶄露頭角。

圖1   2012—2020年期間英國累計投運儲能(不包含抽水蓄能)項目裝機容量

2 英國儲能相關政策和市場機制情況

英國主要從兩大方面對儲能進行支持，一是通過投入公共資金支持儲能技術創新、降低成本并促動技術商業化；二是通過政策及市場機制改革，消除儲能應用的障礙。

2.1 創新資金支持

2.1.1 法拉第挑戰計劃

在加速儲能技術創新方面，英國最早通過政府基金和英國燃氣與電力辦公室(Ofgem)對包括儲能在內的電網創新技術及方案提供相關資金支持。在此基礎上，2017年英國進一步發布 “工業戰略挑戰基金”，并劃撥2.46億英鎊開展法拉第挑戰計劃(Faraday challenge)，旨在全面推動電池技術從研發走向市場。“法拉第挑戰計劃”的實現主要依托三項關鍵活動。

一是通過法拉第研究所對高校牽頭的研發項目進行資金支持。2018年，英國政府通過法拉第研究所提供4200萬英鎊支持包括延長電池壽命、電池系統建模、電池回收和再利用、下一代固態電池在內的四個研究項目，由劍橋大學、帝國理工大學、伯明翰大學以及牛津大學分別牽頭，并聯合產業合作伙伴共同開展。

二是通過“研究與創新項目資金”對全社會的企業、機構、科研院所牽頭的創新項目提供資金支持。2017年11月，在此渠道下3800萬英鎊用于支持27個項目，涉及電池材料、電池組集成、電池管理系統及電池回收等一系列領域。2018年6月，2200萬英鎊被用于支持12個項目，重點開展固態電池研發，以及對電池安全和先進電池管理系統的深入研究。

三是建立英國電池工業化中心。目前，英國電池工業化中心正在建立中，主要用于促進英國電池制造業和電動汽車生產。

通過法拉第挑戰計劃，英國利用新的電池科學理念和技術能力來幫助解決本國正面臨的問題及需求。位于伯明翰市的Aceleron公司就是法拉第挑戰計劃支持的一個成功案例，該公司開發了新的低成本、可循環鋰離子電池組，能夠快速測試和替換有缺陷的電池，且其第一批2000個產品已經出售給非洲太陽能公司(BBOXX Ltd)。通過法拉第研究所，英國還支持了由圣安德魯斯大學領導的NEXGENNA鈉離子技術研究項目，這項技術可以為固定式儲能電站提供成本更低、可回收性更好以及安全性更高的電池技術。

2.1.2 凈零創新組合

除了法拉第電池計劃，為了實現凈零系統轉型，英國政府于2020年11月發布“十項關鍵計劃”，并在此計劃中推出10億英鎊“凈零創新組合”項目用于加速低碳技術創新，降低英國低碳轉型付出的成本。

“凈零創新組合”項目主要關注十大關鍵領域，“儲能及電力靈活性”是其中之一。英國政府已經啟動1億英鎊用于支持儲能和電力靈活性創新過程中面臨的挑戰，以及儲存時長在小時、日、月等不同時間維度的儲存技術，用于提高可再生能源在電力系統中的占比。

2.2 政策及市場機制改革

根據英國國家電網于2016年7月發布的報告，英國儲能政策和監管環境在2015年之前一直處于“亮紅燈”狀態。直到2016年11月，英國國家能源監管機構Ofgem和商業能源與產業戰略部BEIS聯合發布報告，提出消除儲能和需求響應的發展障礙、通過價格信號提高電力系統靈活性、催化電力市場商業模式創新，評估能源系統中各個組成部分的功能變化等內容。

這份戰略報告要求英國于2022年以前采取38項行動，針對電力靈活性市場、儲能，需求側響應等方面的政策與市場規則進行調整，以達到提高電力系統智能化和靈活性的目的。截至2019年初，英國已實施了29項行動，包括：①圍繞儲能和智能技術開展的政策與監管制度調整行動；②圍繞智能家庭和商業開展的政策與監管制度調整行動；③為推動靈活性資源在電力系統中應用而修改市場規則的行動。

針對儲能，該戰略報告提出了消除涉及儲能系統并網的制度障礙、電網使用費用的核算、儲能的法律定義和身份等多個方面。通過這些制度改革，英國儲能市場得以被撬動，并開啟規模化發展之路。下文針對儲能相關典型政策與規則修改進行詳細分析。

2.2.1 規劃審批制度

電力儲能(除抽水蓄能外)是由英格蘭和威爾士的國家重大基礎設施項目(NSIP)中剝離出來的資產類別，項目無論其規模大小，都需要通過規劃程序進行部署。此前英格蘭區域的儲能項目申請規模最高為50 MW，威爾士區域上限為350 MW，超過這一規模的項目須通過英國國家重大基礎設施項目的規劃申請流程，而這將帶來大量額外的時間成本和經濟成本。

2020年7月14日，英國內閣通過了二級立法，取消電池儲能項目容量限制，允許在英格蘭和威爾士分別部署規模在50 MW以上和350 MW以上的儲能項目[7]。此舉被稱為是英國儲能產業發展邁出的“重大、積極又適時”的一步。此前，大量儲能項目規模設計為49.9 MW，以規避這一問題，但另一方面也使得英國儲能項目難以通過規模化安裝達到降低單位投資成本的目的。

根據英國商業、能源和工業戰略部(BEIS)的預測，取消儲能項目部署容量上限能夠幫助大型儲能項目的規劃周期縮短3～4個月，同時將激勵大量投資進入儲能領域，電池儲能項目數量有望增加兩倍。

2.2.2 資產類別屬性的法律定義

針對儲能的官方定義，2016年英國燃氣與電力辦公室Ofgem發布的報告[6]中曾提出4項提議，包括：①在不修改基本法的情況下，將儲能繼續作為發電資產對待；②在不修改基本法的情況下，將儲能作為發電的一個子類；③在基本法中將儲能定義為發電的一個子類，且需要對儲能發放專門的發電許可證；④在基本法中將儲能定義為一項新的設施，且具有單獨的儲能許可證機制。2017年，英國在進一步征集建議之后，決定修訂“電力法”，將儲能作為發電資產類別的一個子集列入具體定義，并針對儲能的許可證和規劃制度進一步明確。對儲能進行官方定義不僅確認儲能應被視為一種發電資產，而且還將有助于將儲能作為電力系統的一個組成部分進行布局和推動。

2.2.3 過網費電價機制

英國電力用戶和發電商使用輸配電系統，會被征收“系統使用費”和“平衡服務系統使用費”。由于儲能具有充電和放電的特性，實際情況中儲能會被雙重收費。這種做法沒有考慮儲能在提供平衡服務時給電網帶來的效益，且將其看成帶來電網堵塞的來源之一。因此，Ofgem通過對電價征收制度審查，于2020年上半年對這些電價政策進行修訂，批準取消針對電儲能的“雙重收費”，使儲能設施只支付發電時的網絡使用費。

2.2.4 共享站址電站相關規則

英國大部分可再生能源發電站是在激勵政策支持下安裝運營的，如上網電價制度(FIT)或差價合同[CfDs，此前為可再生能源證書(RO)]等政策，受益于差價合同的可再生能源發電站也可以同時使用上網電價FIT，并從中獲益。

差價合同是英國政府電力市場改革的一部分，是一項為低碳發電商(最新的差價合同不包括陸上風力發電和太陽能光伏發電)而制定的激勵措施。可再生能源發電企業與差價合約交易公司自愿簽訂差價合同，通過差價合同，可以針對單位發電量商定一個履約價格，如果市場電價低于這一履約價格，則差額由英國政府通過差價合約交易公司支付和彌補。

上網電價為符合條件的小規模(<5 MW)低碳發電機組提供發電上網電價，從2019年4月起，上網電價對新申請者關閉，但它已被“智能發電擔保”所取代，該擔保向小型低碳發電商提供發電電價，在此機制下，許多公司正在銷售家用光伏加儲能系統。

這些政策出臺時都沒有涉及儲能，因此，儲能系統與可再生能源共享站址可能會導致一些問題，如儲能的配置是否會影響可再生能源發電繼續獲得上述政策支持,以及配置儲能之后儲能從電網充電然后以可再生能源電力形式放出并不合理地獲取更多補貼的風險等。

針對這些問題，Ofgem在2017年9月首次明確“允許可再生能源開發商和資產所有者繼續享受RO和FIT政策的情況下將儲能安裝到可再生能源場站側”。12月，英國國家電網進一步發布指導報告，列舉案例進行說明儲能應該安裝的位置以及不能安裝的位置，指導儲能以正確、合法的方式接入可再生能源場站側，并確保只有可再生能源才能得到其補貼計劃的獎勵。該報告發布后，可再生能源與儲能共享站址項目的開發障礙顯著減少。

2.2.5 容量市場規則

容量市場是英國政府電力市場改革的一部分，旨在維護供電安全，并為電力容量供應商(發電廠以及儲能系統)提供月度收益，以便在需要時(通常是在系統面臨壓力時)提供電力。

英國的容量市場以拍賣形式進行，標的物為容量交付年電力系統所需的發電容量。對于任何一個容量交付年，拍賣提前4年、3年或1年舉行，包括T-4、T-3和T-1容量拍賣。T-1容量拍賣的合同有效期是1年。T-4容量拍賣的合同期為15年。由于合同期較長，收益穩定，因此T-4也是備受電池儲能運營商追捧的市場。

2017年初，部分電力市場參與者提出參與容量市場的電池儲能由于可用時間短，會對電力系統的供應安全構成風險。之后英國商務、能源與工業戰略部BEIS針對這一風險進行評估，并在評估報告中提出修改儲能的容量降級因數(de-rating factor)，以此反映不同時長儲能系統的容量可用性。2017年12月，英國商務、能源與工業戰略部BEIS和英國國家電網發布報告，針對T-4容量拍賣，將時長半小時的電池儲能的降級因數從先前設定的96%降低至17.89%；針對T-1容量拍賣，將半小時的電池儲能降級因數降低至21.34%。調整之后的不同時長儲能的降級因數，詳見表1。該規則的調整使得儲能的收益受到較大影響，也降低了其在容量市場中的競爭力。

表1   不同時長儲能的降級因數

資料來源：英國國家電網，Duration-Limited Storage De-rating Factor Assessment。

2020年，儲能在容量市場中的應用環境迎來好轉。英國監管機構修改規則，以消除需求側響應資源和儲能項目部署面臨的障礙，幫助清潔能源技術更容易參與到容量市場的拍賣中。這些規則的修訂包括：①將參與容量市場的儲能系統最小裝機容量閾值從2 MW降低到1 MW；②允許需求側響應資源申請資格預審，在提供相關資產證明的前提下，需求側響應資源可以參與容量市場的拍賣；③在容量市場中引入有關二氧化碳排放限值的報告和驗證機制，使得清潔能源在容量市場中更具競爭力。

2.2.6 調頻輔助服務市場規則

隨著原有燃煤機組和核電機組的相繼關閉，英國電網將越來越依賴于風力和光伏發電，未來電力系統也將更容易受到供需不平衡引發的頻率波動的影響，需要更多更先進的靈活性資源進行系統調節。為此，英國國家電網于2015年底引入新的調頻輔助服務品種，并啟動了增強型調頻服務招標采購計劃。

增強型調頻服務，或稱增強型頻率響應服務(enhanced frequency response，EFR)，是在1 s或者更短時間里對頻率偏差實現100%有功功率輸出的一種調頻服務。EFR與現有普通頻率響應服務不同，普通一次調頻的響應時間尺度是10 s，二次調頻的響應時間尺度是30 s，而EFR的響應時間尺度是1 s甚至更短，一般只有儲能資源才能達到該要求，因此目前200 MW的市場需求全部由儲能提供，結算按照招標價格付費。

表2   英國EFR招標采購計劃的中標項目

英國“2019.8.9”大停電事故后，為了避免類似情況發生，英國計劃推出3項新的調頻輔助服務品種，目前已經推出第一個——動態遏制(DC)，為儲能開辟了新的市場機會。英國國家電網電力系統運營商每周七天均會運行動態遏制輔助服務品種的拍賣活動，在23:00至次日23:00期間采購服務。動態遏制是現有調頻品種的補充，初期將采購500 MW的低頻資源，未來市場規模將增長至1 GW，并將高頻資源包含其中。由于動態遏制要求服務資源在1 s內響應，因此目前市場供應主體主要是電池儲能系統。

除了動態遏制，英國國家電網還在開發兩種其他服務：動態穩定(DM)和動態調節(DR)。動態穩定用于管理由間歇性發電(如陣風)導致的突然頻率不平衡。動態調節用于幫助英國國家電網電力系統運營商管理接近50 Hz的小的頻率波動。

表3   動態遏制調頻輔助服務品種概況

①電力遠期協議時間模塊(EFA Blocks)：將23:00至次日23:00的時間分為6個模塊，每個模塊4 h，即Block1為23:00—03:00; Block 2為03:00—07:00; Block 3為07:00—11:00; Block 4為11:00—15:00; Block 5為15:00—19:00; Block 6為19:00—23:00。

表4   新調頻輔助服務品種的概況

2.2.7 平衡機制規則

由于簽訂雙邊合同的發電企業與電力用戶均以追求經濟效益最大化為目標，不會從系統運行角度出發滿足整體電力實時平衡，因此，僅靠市場主體簽訂的中長期與短期電力交易合同的組合，并不能完全滿足電力系統的安全穩定運行要求。由于輸電阻塞、預測偏差等原因，系統調度機構需要在結算周期(一般為30 min)內進行一系列操作，來確保電力系統運行的實時平衡。英國主要采用平衡機制作為實時管理系統運行的市場工具。

在平衡機制中，由單臺機組或者負荷集成體構成的平衡單元，作為參加報價和受調度控制的基本單元。平衡單元需要在其最終物理發用電計劃的基礎上，向系統調度機構提交賣電和買電報價。賣電報價包括增加發電出力和降低負荷需求兩種類型；與此對應，買電報價則包括降低發電出力和增加負荷需求兩種類型。在關閘時間后，系統調度機構主要依靠接受平衡單元提交的報價來保障系統運行滿足各類安全約束。

以前，平衡機制只向能源供應商和具有許可證的發電商開放，為了引入更多的靈活性資源(如電動汽車、儲能、用戶側資源等)進入平衡機制，增加平衡機制資源的供應，2018年5月，英國輸電系統運營商國家電網發布報告，放寬平衡機制的準入。該報告提出將創造一類新的市場參與者——虛擬主導方(virtual lead party)和一類新的平衡市場服務供應單元——二次平衡機制單元(secondary balancing mechanism units，SBMU)參與平衡市場。其中，二次平衡機制單元可以是獨立的，也可以是聚合的資源，最小規模為1 MW。為了便于實施，英國國家電網對并網導則進行進一步修改，明確和簡化聚合商參與平衡機制的流程。

3 英國儲能收益來源及商業模式

3.1 收益來源

英國電力市場自由化程度高，這為儲能獲得更多收益提供了可能性。從收益渠道來看，儲能在英國電力市場中，收益來源廣泛，包括從價值相對較高的調頻服務市場及備用市場，到價值相對不高的能量市場，儲能可以獲得的收益來源超過10種。詳細潛在收益如表5所示。從類別上來看，這些收益具備以下特性。

表5   儲能在英國電力市場的潛在收益來源

（1）調頻服務的價值最高，但對系統的要求也最高。與備用市場和能量時移服務市場相比，調頻服務市場總需求相對較小。

（2）快速儲備容量也是儲能的潛在高價值市場，但市場規模也相對較小。

（3）短期運行儲備STOR和容量市場提供的收益較低，但對系統的響應時間要求不高，且可與其他服務相兼容。

（4）輸電成本和配電成本替代/延緩也是非常有吸引力的收益來源，但未來將隨著電價結構的改變而改變。值得注意的是，輸配電成本節約服務中，獲得Triads收益的價值相對較高。Triads機制是針對每年11月至次年2月中的三個用電高峰時段而設計的，在這三個用電高峰時段能夠發電或者減少用電的機組/用戶可獲得豐厚的補貼。

（5）能量套利市場被認為是一個深層市場，不易受市場競爭的影響。目前儲能主要在日前市場和平衡市場開展套利。Epes Spot 和Nord Pool負責組織英國兩個日前電力市場的運行，每天開展電力交易以滿足第二天的電力供應。平衡市場主要以半個小時為時間窗口開展交易，以滿足接近于實時的電力平衡，由Elexon公司負責組織開展。由于英國一直處于深化電力市場改革的前列，擁有能夠反映電力稀缺屬性的現貨市場價格體系，因此隨著英國可再生能源的增多，尤其是風電的增多，會帶來更多的低價和負價期，未來電價差預計將增大，價格套利的未來前景看好。

3.2 商業模式

從目前英國儲能項目的實際案例來看，大部分項目采取效益疊加的方式。盡管FFR調頻服務品種的價格已經從2016/2017年的18 GBP/(MW·h)下降到2020/2021年的4 GBP/(MW·h)，但新出現的輔助服務品種，如動態遏制，其價格仍然相對較高，保持在17 GBP/(MW·h)的水平，因此參與調頻輔助服務成為大量儲能項目的首選。

由于容量市場收益具備兼容性，因此除了調頻市場，大量項目參與容量市場競標，尋求獲得這一補充收益。交付時間為2018/2019的英國T-4容量市場單價為19 GBP/(kW·a-1)，而交付時間為2021/2022年的英國T-4容量市場服務單價已經降為8.4 GBP/(kW·a-1)，容量市場的價格的大幅下降，以及儲能因其容量可用性的時長問題遭遇“降級”之后，大批儲能項目在容量市場拍賣中的競爭力下降。而長時儲能系統將從降額因素調整中受益，與短時儲能系統相比，長時儲能將會獲得更高收入。另外，大量儲能項目將”Triads”作為一個重要的收入來源，但這項補貼已經從2016年的45～55 GBP/(kW·a-1)降低為1.6 GBP/(kW·a-1)。

盡管部分調頻輔助服務品種價格、容量市場價格以及Triads補貼均呈現下降趨勢，但隨著平衡市場的開放，以及英國可再生能源增長帶來的批發電力市場套利機會的增加，儲能的商業模式呈現轉機。而隨著英國政府儲能相關政策與市場規則修訂工作的持續推進，預計儲能商業模式仍會持續發生變化。新的政策和市場規則將使得電力系統和電力市場識別儲能更多的價值，有利于儲能在不同的市場之間實行流動性更大的運營策略，幫助其獲得收益的同時，推動英國實現高比例可再生能源利用以及凈零排放的目標。

4 英國儲能發展對中國的借鑒與啟示

擁有自由電力市場的英國，盡管已經具備儲能商業化應用的市場環境，但仍在政策與機制方面持續調整與改善，這為我國提供了以下啟示。

一是應明確儲能支撐雙碳目標實現的戰略地位并予以支持。英國的碳排放目標及能源轉型目標的確立，成為英國修改儲能相關政策與市場規則的重要推動力。英國在凈零排放的相關報告中，也將儲能作為重要戰略技術方向進行明確和資金支持。同英國“碳達峰”到“碳中和”的過渡期相比，我國“碳中和”目標隱含的過渡期時長更短，意味著更陡峭的節能減排路徑，實現難度更大。雙碳目標的實現，需要構建以新能源為主體的新型電力系統，亟需在整個碳減排路徑中確立儲能等關鍵支撐技術的戰略地位，并予以創新資金和政策機制的支持。

二是應盡快建立能夠反映電力稀缺屬性的現貨市場機制。儲能在英國電力市場中能夠進行套利，得益于英國市場主體能夠進行充分競爭的、反映實際電力供需情況的現貨市場體系。而中國的電力供需平衡仍主要通過計劃調度的方式進行解決，售電端采用目錄電價的形式支付用電成本且價格水平長時間保持不變，電價水平傳導存在較大的延遲性，無法及時反映供需變化，以及靈活性資源的價值。在中國現貨市場建設過程中，應考慮設計存在時序和地點特性差別的電價機制，一方面引導用戶用電行為與發電情況相匹配，另一方面通過發現價格反映儲能等靈活性資源的市場價值。

三是應確立儲能的資產類別屬性，減少市場準入障礙。目前，在整個中國的政策體系和法律體系中，沒有對儲能身份的明確定義。盡管《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》對儲能能夠提供的服務進行了描述，《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》針對輔助服務領域中的儲能準入身份提出“鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務”。但總的來說，中國的政策體系中并沒有將儲能的特點、屬性、在所有領域中應用的資產所有權等定義清楚。英國的市場規則修訂經驗表明，隨著電力市場化改革的深入，儲能資產的屬性及身份應盡快界定清楚，這決定了儲能是作為發電主體還是負荷，還是一種新的主體在電力市場中進行注冊，也決定了儲能以什么樣的市場模型參與交易，以及輸配電價征收方式等，對將來儲能商業模式的構建影響重大。

四是隨著可再生能源比例的增加，應根據未來新型電力系統的需要適時考慮增加新的輔助服務品種。目前各地輔助服務市場運營交易規則中，均鼓勵儲能參與調峰、調頻市場，但隨著可再生能源接入電力系統比例的增加，以及火電機組的逐步關停，電力系統慣量供應不足，且頻率控制、電壓控制等將成為新的挑戰，各地有必要結合實際情況，探討快速調頻、爬坡、慣量支撐、備用等各類輔助服務品種的設立。同時，加快推進輔助服務費用向用戶側傳導，并通過平衡類和容量類市場機制及價格機制，保障儲能等靈活性資源的合理收益。

五是應允許儲能參與各細分市場并進行效益疊加。目前國內多數大型儲能電站主要參與調頻服務或調峰服務，用戶側儲能主要開展峰谷套利服務，收益來源單一。盡管儲能應用價值日漸清晰，但是在目前儲能設備成本仍然相對較高的情況下，僅靠單一收益尚無法保證項目實現良好的投資回報。由于儲能本身的技術特性，決定了其具備參與多個細分電力市場，提供多重服務，獲得多重收益的能力。英國的經驗表明，應允許大型儲能電站及聚合后的分布式儲能參與各類細分市場，使其能夠在各類市場中進行靈活交易，充分發揮其靈活性和系統價值。

第一作者：朱寰（1979—），男，碩士，從事儲能、電網規劃等方面的研究，E-mail：zhuh@js.sgcc.com.cn